RU2573174C2 - Снижение артефактов при итерационной инверсии геофизических данных - Google Patents
Снижение артефактов при итерационной инверсии геофизических данных Download PDFInfo
- Publication number
- RU2573174C2 RU2573174C2 RU2012152638/28A RU2012152638A RU2573174C2 RU 2573174 C2 RU2573174 C2 RU 2573174C2 RU 2012152638/28 A RU2012152638/28 A RU 2012152638/28A RU 2012152638 A RU2012152638 A RU 2012152638A RU 2573174 C2 RU2573174 C2 RU 2573174C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- approximation
- inversion
- model
- iterative
- data
- Prior art date
Links
- 230000009467 reduction Effects 0.000 title description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 92
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 claims abstract description 26
- 230000006870 function Effects 0.000 claims description 32
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 17
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 13
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 12
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 4
- 238000012804 iterative process Methods 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 7
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 2
- 238000007429 general method Methods 0.000 description 2
- 238000012821 model calculation Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000000342 Monte Carlo simulation Methods 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000002068 genetic effect Effects 0.000 description 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 1
- FDZZZRQASAIRJF-UHFFFAOYSA-M malachite green Chemical compound [Cl-].C1=CC(N(C)C)=CC=C1C(C=1C=CC=CC=1)=C1C=CC(=[N+](C)C)C=C1 FDZZZRQASAIRJF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 238000001615 p wave Methods 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 238000003325 tomography Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V11/00—Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V20/00—Geomodelling in general
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06T—IMAGE DATA PROCESSING OR GENERATION, IN GENERAL
- G06T11/00—2D [Two Dimensional] image generation
- G06T11/003—Reconstruction from projections, e.g. tomography
- G06T11/006—Inverse problem, transformation from projection-space into object-space, e.g. transform methods, back-projection, algebraic methods
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- Geometry (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- Algebra (AREA)
- Mathematical Analysis (AREA)
- Mathematical Optimization (AREA)
- Mathematical Physics (AREA)
- Pure & Applied Mathematics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
- Error Detection And Correction (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при обработке геофизических данных. Заявлен способ для снижения артефактов в модели (120) физических свойств геологической среды, получаемой посредством итерационной инверсии (140) геофизических данных (130), в котором артефакты ассоциированы с некоторым приближением (110), сделанным во время итерационной инверсии. В данном способе некоторый аспект приближения изменяется (160) по мере итерационного повторения инверсии таким образом, что артефакты не увеличиваются путем когерентного суммирования. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 14 з.п. ф-лы, 13 ил.
Description
Перекрестная ссылка на родственные заявки
Данная заявка испрашивает приоритет по предварительной заявке на патент США 61/332, 463, поданной 7 мая 2010 года, озаглавленной «Снижение артефактов при итерационной инверсии геофизических данных», которая в своей полноте включена в состав данного документа посредством ссылки.
Область техники, к которой относится изобретение
В целом, изобретение относится к области геофизических исследований и, более конкретно, к обработке геофизических данных. В частности, изобретение относится к способу снижения артефактов при итерационной инверсии данных, возникающих в результате приближений, сделанных при инверсии.
Уровень техники
Геофизическая инверсия [1, 2] делает попытку определить модель свойств геологической среды, которая оптимально объясняет наблюдаемые данные и удовлетворяет геологическим и геофизическим ограничениям. Существует большое число хорошо известных методов геофизической инверсии. Эти хорошо известные методы попадают в одну из двух категорий: итерационная инверсия и неитерационная инверсия. Ниже даны определения того, что обычно подразумевается под каждой из двух категорий:
Неитерационная инверсия - это инверсия, которая выполняется исходя из предположения некоторой простой фоновой модели и обновления этой модели на основе входных данных. Этот метод не использует обновляемую модель в качестве входной для другого шага инверсии. Для случая сейсмических данных эти методы обычно упоминаются как формирующая изображение, миграционная, дифракционная томография или инверсия Борна.
Итерационная инверсия - это инверсия, включающая в себя повторяющееся улучшение модели свойств геологической среды, такое, что определяется модель, которая удовлетворительно объясняет наблюдаемые данные. Если инверсия сходится, то конечная модель будет лучше объяснять наблюдаемые данные и более точно аппроксимировать фактические свойства геологической среды. Итерационная инверсия обычно производит более точную модель, чем неитерационная инверсия, но она является более затратной для вычислений.
Два способа итерационной инверсии, обычно используемые в геофизике, это метод оптимизации функции стоимости и метод рядов. Оптимизация функции стоимости включает в себя итерационную минимизацию или максимизацию значения функции S(M) стоимости, относящуюся к модели M и являющуюся мерой несоответствия между вычисленными и наблюдаемыми данными (также иногда упоминается как целевая функция), в которой вычисленные данные моделируются с помощью компьютера, путем использования текущей модели геофизических свойств и физики, обуславливающей распространение сигнала источника в среде, представленной данной моделью геофизических свойств. Моделирующие вычисления могут быть выполнены с помощью любого из нескольких численных методов, включая, но не ограничиваясь, методами конечной разности, конечных элементов или построения лучей. Методы рядов включают в себя инверсию с использованием итерационных рядов при решении уравнения рассеяния (Weglein [3]). Решение записывается в форме рядов, где каждый член ряда соответствует более высоким порядкам рассеяния. Итерации в этом случае соответствуют добавлению к решению члена ряда более высокого порядка.
Методы оптимизации функции стоимости являются либо локальными, либо глобальными [4]. Глобальные методы просто включают в себя вычисление функции S(M) стоимости для совокупности моделей {M1, M2, M3,...} и выбор набора из одной или более моделей из этой совокупности, приблизительно минимизирующих S(M). Если требуется получить дополнительное улучшение, в этом случае этот новый выбранный набор моделей может использоваться как основа для формирования новой совокупности моделей, которая может быть снова протестирована в отношении функции S(M) стоимости. Для глобальных методов каждая модель в контрольной совокупности может считаться итерацией, или на более высоком уровне каждый набор из контрольных совокупностей может считаться итерацией. Хорошо известные глобальные методы инверсии включают в себя метод Монте-Карло, метод модельной «закалки», генетические и эволюционные алгоритмы.
Оптимизация локальной функции стоимости включает в себя:
1 - выбор начальной модели,
2 - вычисление градиента функции S(M) стоимости в отношении параметров, которые описывают модель,
3 - поиск обновленной модели, которая является возмущением начальной модели в направлении градиента и которая лучше объясняет наблюдаемые данные.
Эта процедура итерационно повторяется посредством использования новой обновленной модели в качестве начальной модели для другого градиентного поиска. Процесс продолжается до тех пор, пока не находится обновленная модель, которая удовлетворительно объясняет наблюдаемые данные. Обычно используемые локальные методы инверсии функции стоимости включают в себя градиентный поиск, сопряженные градиенты и метод Ньютона.
Как обсуждалось выше, итерационная инверсия является предпочтительной по сравнению с неитерационной инверсией, так как она выдает более точные параметрические модели геологической среды. К сожалению, итерационная инверсия настолько затратная по вычислениям, что непрактично применять ее во многих задачах, представляющих интерес. Эти высокие затраты на вычисления являются результатом того, что все методики инверсии требуют проведения большого числа трудоемких прямых и/или обратных модельных экспериментов. Прямое моделирование означает вычисление данных вперед по времени, а обратное моделирование означает вычисление данных, назад по времени.
Из-за своей высокой вычислительной стоимости, итерационная инверсия часто требует использования некоторых типов приближений, ускоряющих вычисления. К сожалению, в окончательной инверсной модели эти приближения обычно приводят к ошибкам, которые могут рассматриваться как артефакты приближений, использованных в инверсии.
Поэтому требуется общий способ итерационного инвертирования данных, который обеспечит возможность применения приближений без создания артефактов в результирующей инверсной модели. Настоящее изобретение удовлетворяет эту потребность.
Раскрытие изобретения
Модель физических свойств дает одно или более свойств геологической среды как функцию от местоположения в области. Сейсмическая волновая скорость является одним из таких физических свойств, но ими также являются (например) плотность, скорость p-волны, скорость поперечной (сдвиговой) волны, несколько параметров анизотропии, параметры затухания (q), пористость, проницаемость и сопротивление. Изобретение представляет собой способ снижения артефактов в модели физических свойств геологической среды, вызванных приближением, отличающимся от кодирования источников, в итерационном компьютеризированном процессе инверсии геофизических данных, причем упомянутый способ включает в себя варьирование приближений в ходе выполнения итераций. В одном конкретном варианте осуществления изобретение является компьютеризованным способом для осуществления инверсии измеренных геофизических данных с целью определения модели физических свойств для области геологической среды, включающий в себя:
(а) принятие модели физических свойств области геологической среды, причем упомянутая модель обеспечивает значения, по меньшей мере, одного физического свойства в местоположениях по всей области геологической среды;
b) выбор итерационного процесса инверсии данных, имеющего шаг, в котором производится вычисление обновления модели физических свойств, что делает ее более совместимой с измеренными геофизическими данными;
(c) выполнение приближения в упомянутом вычислении, которое либо ускоряет выбранный итерационный процесс инверсии данных, способом, отличающимся от кодирования источников, либо работает с компромиссной точностью;
(d) выполнение, используя компьютер, одного цикла выбранного итерационного процесса инверсии данных с упомянутым приближением и используя модель физических свойств;
(e) выполнение следующего итерационного цикла инверсии, в котором делается выбор менять какой-либо аспект приближения, или не менять;
(f) при необходимости, повторение (e), меняя приближение в нескольких или во всех итерационных циклах, вплоть до последней итерации, в которой удовлетворяется критерий сходимости или достигается другое условие остановки; и
g) загрузку обновленной модели физических свойств с последней итерации, или сохранение ее в памяти компьютера.
В некоторых вариантах осуществления изобретения, один или несколько типов артефактов идентифицируются в результатах инверсии как вызванные приближением, и тот аспект приближения, который изменяется в некоторых или во всех циклах итерации, выбирается для оказания влияния на артефакты одного или нескольких идентифицированных типов артефактов. Влияние на артефакты может быть таким, что артефакты от одного приближения могут не складываться арифметически с артефактами от другого итерационного цикла, использующего приближение с измененным аспектом.
Краткое описание чертежей
Настоящее изобретение и его преимущества будут более понятны со ссылкой на следующее подробное описание и прилагаемые чертежи, на которых:
Фиг. 1 представляет собой блок-схему основных этапов в общем способе, описанном в данном документе;
Фиг. 2 представляет собой блок-схему основных этапов в конкретном варианте осуществления способа на фиг. 1, где целевая функция аппроксимируется кодированием и суммированием источников;
Фиг. 3-5 относятся к примеру применения варианта осуществления изобретения по фиг. 2:
Фиг. 3 показывает скоростную сейсмическую модель, по которой в качестве примера были рассчитаны сейсмические данные;
Фиг. 4 показывает инверсию данных скоростной сейсмической модели на фиг. 3, с использованием метода инверсии, приведенного на фиг. 2;
Фиг. 5 показывает инверсию данных скоростной сейсмической модели на фиг. 3, с использованием метода инверсии, приведенного на фиг. 2 без этапа, на котором код, используемый для кодирования источников, изменяется между итерациями;
Фиг. 6 представляет собой блок-схему основных этапов в конкретном варианте осуществления способа на фиг. 1, в котором приближение является изменением размера ячеек сетки, применяемой в численной инверсии для того, чтобы использовать мелкую сетку только там, где это необходимо;
Фиг. 7-9 относятся к примеру применения варианта осуществления изобретения на фиг. 6:
Фиг. 7 представляет сейсмическую скоростную модель, по которой были рассчитаны сейсмические данные для этого примера;
Фиг. 8 показывает инверсию данных из скоростной сейсмической модели на фиг. 7, полученную с использованием метода инверсии, представленного на фиг. 6;
Фиг.9 представляет собой инверсию данных из скоростной сейсмической модели на фиг. 7 с использованием метода инверсии, представленного на фиг. 6 без этапа, на котором глубина генератора искусственных отражений меняется между итерациями;
Фиг. 10 представляет собой блок-схему, показывающую основные этапы в конкретном варианте осуществления способа на фиг. 1, в котором приближение является использованием только подмножества измеренных данных;
Фиг. 11-13 относятся к примеру применения варианта осуществления изобретения на фиг. 10;
Фиг. 11 показывает модель сейсмических скоростей, по которой были рассчитаны сейсмические данные для этого примера;
Фиг. 12 показывает инверсию данных из модели сейсмической скорости на фиг. 11 с использованием метода инверсии, представленного на фиг. 10; и
Фиг. 13 показывает инверсию данных из модели сейсмической скорости на фиг. 11 с использованием метода инверсии, представленного на фиг. 10, без этапа, на котором подмножество измеренных данных случайным образом меняется между итерациями.
В связи с патентными ограничениями, фиг. 3-5, 7-9 и 11-13 представляют собой преобразование цветных изображений в шкалу оттенков серого.
Изобретение будет описано в связи с предпочтительными вариантами осуществления. Тем не менее, в тех случаях, когда последующее подробное описание является специфичным применительно к конкретному варианту осуществления или конкретному использованию изобретения, оно предназначается только для иллюстрации и не должно рассматриваться как ограничивающее объем изобретения. Напротив, изобретение призвано охватывать все альтернативы, модификации и эквиваленты, которые могут быть включены в объем изобретения, определенного прилагаемой формулой изобретения.
Осуществление изобретения
Настоящее изобретение представляет собой способ снижения артефактов, вызванных применением приближений при итерационной инверсии геофизических данных. Геофизическая инверсия делает попытку определить модель геологических свойств, которая оптимально объясняет наблюдаемые геофизические данные. Чтобы проиллюстрировать способ изобретения, во всем документе используется пример сейсмических данных, но способ может быть успешно применен к любому способу геофизической разведки и любому типу геофизических данных. Инверсия данных наиболее точно осуществляется с помощью итерационных методов. К сожалению, итерационная инверсия часто является слишком затратной по вычислениям. Большая часть времени вычислений в итерационной инверсии тратится на выполнение затратных прямых и/или обратных модельных расчетов геофизических данных (здесь «прямой» означает вперед по времени, а «обратный» означает назад по времени). Высокая стоимость таких модельных расчетов отчасти связана с тем, что каждый геофизический источник во входных данных должен быть вычислен при отдельном запуске моделирующей программы. Таким образом, стоимость моделирования пропорциональна количеству источников в геофизических данных, обычно имеющему порядок от 1000 до 10000 источников в геофизическом исследовании. В обычной практике для снижения стоимости инверсии при осуществлении инверсии используются приближения. Эти приближения приводят к ошибкам, или артефактам, в инверсной модели. Данное изобретение уменьшает эти артефакты путем изменения некоторых аспектов приближения между итерациями инверсии так, что артефакт во время одной итерации не суммируется арифметически с артефактом в других итераций. Вследствие этого артефакт в инверсной модели снижается.
Некоторые общие приближения, выполняемые в ходе итерационной инверсии, следствием которых являются артефакты, включают в себя:
1. Обработка, примененная к измеренным данным
2. Неточные граничные условия при моделировании
3. Приближения при моделировании (например, низкий порядок аппроксимаций производных, используемых при моделировании, или размер ячеек сетки, используемый в расчете).
4. Приближения при параметризации модели (например, использование пространственной сетки параметров, являющейся слишком грубой для точного представления изменений в модели).
Два итерационных метода инверсии, которые обычно используются в геофизике - это метод оптимизации функции стоимости и метод рядов. Настоящее изобретение может быть применено к обоим этим методам. Краткая информация о каждом из этих методов приведена далее.
Итерационная оптимизация функции стоимости
Оптимизация функции стоимости осуществляется путем минимизации значения функции стоимости S (M) (иногда называемый целевой функцией), относящейся к модели M геологической среды и являющейся мерой несоответствия между наблюдаемыми (измеренными) геофизическими данными и соответствующими данными, рассчитанными при моделировании согласно принятой (предполагаемой) модели. Простая функция стоимости S, часто использующаяся в геофизической инверсии, определяется как:
где
N = норма для функции стоимости (как правило, используется метод наименьших квадратов или L2-Норма, и в этом случае N=2),
M = модель геологической среды,
g = индекс сейсмограммы (для данных точечного источника он соответствует индивидуальному источнику),
Ng = число сейсмограмм,
r = индекс приемника в сейсмограмме,
Nr = число приемников в сейсмограмме,
t = индекс временной выборки в сейсмограмме,
Nt = количество временных выборок,
wg = форма импульса источника для сейсмограммы g, т. е. сигнал источника без влияния эффектов фильтрации земли.
Сейсмограммы в уравнении (1) могут быть любым типом сейсмограммы, которая может быть смоделирована при одном запуске программы прямого моделирования. Для сейсмических данных, сейсмограммы соответствует сейсмическому взрыву, хотя взрывы могут быть более общими, чем точечные источники [5]. Для точечных источников, индекс сейсмограммы g соответствует местоположению отдельных точечных источников. Для источников плоской волны g соответствует различным направлениям распространения плоских волн. Эти обобщенные исходные данные
могут либо быть получены в полевых условиях, либо синтезированы из данных, полученных с использованием точечных источников. С другой стороны, расчетные данные,
, обычно можно вычислить непосредственно с помощью обобщенной функции источника путем прямого моделирования (например, для сейсмических данных прямое моделирование обычно означает решение уравнения анизотропного распространения вязкоупругой волны или некоторого его приближения). Для многих типов прямого моделирования, в том числе, моделирования конечных разностей, расчет времени, необходимый для обобщенного источника, приблизительно равен времени, необходимому для вычисления точечного источника. Модель M является моделью одного или нескольких физических свойств области геологической среды. Скорость сейсмической волны является одним из таких физических свойств, но таковыми также являются (например) скорость Р-волны, скорость сдвиговой волны, несколько параметров анизотропии, параметры затухания (q), пористость и проницаемость. Модель M может представлять собой одно физическое свойство, или она может содержать множество различных параметров, в зависимости от уровня сложности инверсии. Обычно область геологической среды подразделяется на дискретные ячейки, причем каждая ячейка характеризуется одним значением каждого параметра.
Одна из основных проблем итерационной инверсии заключается в том, что вычисление
требует больших затрат машинного времени и, следовательно, вычисление функции стоимости, S, занимает очень много времени. Более того, в обычной задаче инверсии эта функция стоимости должна рассчитываться для многих различных моделей M.
Инверсия итерационными рядами
Кроме оптимизации функции стоимости, геофизическая инверсия также может быть реализована с использованием методов итерационных рядов. Распространенным методом для этого является итерация уравнения Липпмана-Швингера [3]. Уравнение Липпмана-Швингера описывает рассеяние волн в среде, представленной целевой моделью физических свойств, в виде возмущения упрощенной модели. Уравнение является основой для разложения в ряд, который используется для определения рассеяния волн в целевой модели, с тем преимуществом, что для ряда требуется только, чтобы расчеты были выполнены для упрощенной модели. Этот ряд также может быть инвертирован для формирования итерационного ряда, что позволяет определить целевую модель из измеренных данных, и снова требуя только выполнения расчетов для упрощенной модели. Уравнение Липпмана-Швингера представляет собой общий формализм, который может быть применен ко всем типам геофизических данных и моделей, включая в себя сейсмические волны. Этот метод начинается с двух уравнений:
LG=-I (2)
L0G0=-I (3)
где L, L0 - это фактический и базовый дифференциальный оператор, соответственно, G и G0 - это фактический и базовый операторы Грина, соответственно, и I - это единичный оператор. Обратите внимание, что G представляет собой измеренные данные точечного источника, а G0 - смоделированные данные точечного источника по исходной модели. Уравнение Липпмана-Швингера для теории рассеяния записывается как:
G=G0+G0VG (4)
где V=L-L0, откуда может быть получена разница между истинной и исходной моделями.
Уравнение (4) решается итерационно относительно V, путем разложения его в ряд (в предположении, что G=G0 для первой аппроксимации G и т.д.) для получения:
G=G0+G0VG0+G0VG0VG0+ · (5)
Затем V раскладывается в ряд:
V=V(1)+V(2)+V(3)+ · (6)
где V(n) представляет собой часть V, имеющую n-ый порядок невязки данных (здесь невязкой данных является разница G-G0, измеренная на поверхности). Подстановка уравнения (6) в уравнение (5) и подбор членов одного и того же порядка, приводят к следующей системе уравнений для первых 3 порядков:
и аналогичных для более высоких порядков V. Эти уравнения могут быть решены итерационно путем решения уравнения (7) для V(1) путем инвертирования G0 с обеих сторон V(1), для получения:
V(1)=G0 -1 (G - G0)G0 -1 (10)
После чего V(1) из уравнения (10) подставляют в уравнение (8) и это уравнение решают относительно V2 как:
V(2)= - G0 -1 C0V(1)G0V(1)G0G0 -1 (11)
и так далее для более высоких порядков разложения V.
Уравнение (10) содержит сумму по источникам и частоте, которая может быть записана в явном виде как:
где Gs представляет собой измеренные данные для источника s, G0s - данные, полученные в результате моделирования для базовой модели источника s, а G0s -1 может интерпретироваться как форма импульса в источнике s, полученная при нисходящей аппроксимации. Уравнение (10), выполненное в частотной области, может интерпретироваться следующим образом: (1) Осуществить нисходящую аппроксимацию формы импульса в каждом источнике для базовой модели (член G0 -1), (2) Для каждого источника, осуществить нисходящую аппроксимацию приемников данных невязки для базовой модели (член G0 -1 (G - G0s)), (3) умножить эти два поля, затем просуммировать по всем источникам и частотам. Нисходящая аппроксимация для этого способа может быть выполнена, используя программное обеспечение для геофизического моделирования, например, используя метод конечных разностей.
Примерный вариант осуществления
Блок-схема на фиг. 1 показывает основные этапы в одном варианте осуществления настоящего способа изобретения. На этапе 110 выбирается приближение, которое улучшает некоторые аспекты процесса инверсии. Улучшение может быть скорее представлено в виде ускорения расчетов, чем повышения точности. Примеры таких приближений включают в себя использование приближенной целевой функции или использование приближения в моделирующем программном обеспечении. Эти приближения часто выбираются для снижения вычислительной стоимости инверсии. Однако вместо вычислительного ускорения, улучшение может касаться компромисса в точности, то есть приема большей неточности в одном из аспектов вычислений в обмен на большую точность в некотором другом аспекта. На этапе 140 на основе измеренных данных 130 производится обновление принятой модели 120 физических свойств. На этапе 140 приближение, выбранное на этапе 110, используется для выполнения обновления вычислений. Использование итерационной локальной оптимизации функции стоимости в качестве примера итерационной инверсии, и "обновления вычислений" в качестве термина, использующегося в данном документе, включают в себя, без ограничения, вычисление целевой функции (функции стоимости), градиента целевой функции, и всех процедур прямого моделирования, необходимых для выполнения рассмотренного выше. Этап 140 выдает обновленную модель 150 физических свойств, которые должны быть ближе к реальным свойствам геологической среды, чем те, которые были приняты моделью 120 физических свойств. Обычно, эта обновленная модель 150 физических свойств может дополнительно улучшаться путем подачи ее и измеренных данных 130 обратно в способ обновления на этапе 140 для получения дополнительно улучшенной модели физических свойств. Этот обычный итерационный метод инверсии имеет тот недостаток, что любые артефакты в инверсии, которые являются следствием приближения, выбранного на этапе 110, скорее всего, конструктивно усилятся в инверсии и «загрязнят» окончательный инвертированный результат.
Вместо того, чтобы напрямую возвращаться к этапу 140, в способ настоящего изобретения вставляется этап 160, на котором некоторые аспекты приближения, выбранные на этапе 110, изменяются таким образом, что артефакт, вызванный приближением изменяется, и поэтому не будет усилен за счет итераций на этапе 140. Посредством этого артефакт, являющийся следствием приближения, выбранного на этапе 110, будет снижен.
Примеры приближений и соответствующие артефакты
Следующая таблица содержит примеры этапа 110, то есть приближений, которые могут предпочтительно использоваться в инверсии данных, и которые являются подходящими (этап 160) для применения согласно настоящему изобретению. В первом столбце таблицы перечислены приближения, которые могут использоваться в настоящем изобретении. Во втором столбце перечислены артефакты, ассоциированные с каждым приближением. В последнем столбце перечислены признаки приближения, которые могут варьироваться между итерациями, чтобы вызывать изменения в артефакте между итерациями, что приведет к тому, что он будет некогерентно суммироваться в окончательной инверсной модели и, таким образом, снижен.
Приближение | Артефакт | Признак, подлежащий изменению |
Сейсмические данные кодированных одновременно источников | Перекрестные помехи между кодированными источниками | Изменять кодируемые источники [ссылка 6, п. 3 формулы] |
Использование подмножества измеренных данных | Следы положения источника в инверсной модели, вызванные положениями источников | Изменять случайным образом подмножеством измеренных данных |
Условие несовершенной поглощающей границы в моделирующем средстве | Неточность на краях инверсных моделей, вызванная искусственными отражениями от краев | Изменять толщину поглощающего граничного слоя |
Использование отражающих границ в моделирующем средстве | Неточность на краях инверсных моделей, вызванная искусственными отражениями от краев | Изменять тип условия отражающей границы (например, изменение между граничными условиями Дирихле или Неймана) |
Использование случайных граничных условий моделирующем средстве [7] | Неточность на краях инверсных моделей, вызванная искусственными отражениями от краев | Изменять распределение случайной границы |
Пространственные изменения размера ячеек сетки в моделирующем средстве конечных разностей | Ошибки на границах между изменениями в размере ячеек сетки, вызванные отражениями от этих границ | Изменять местоположение границ, отделяющих области с различными размерами ячеек сетки |
Пространственные изменения точности в операторе моделирующего средства | Ошибки на границах между изменениями в точности оператора моделирующего средства, вызванные искусственными отражениями от этих границ | Изменять местоположение границ, отделяющих области с различной точностью оператора |
Использование размера ячейки сетки, являющегося слишком грубым для точного представления изменений в модели | Ошибки пространственной дискретизации | Изменять размер ячейки сетки или начало отсчета сетки |
Использование больших временных шагов в моделирующем средстве во временной области | Ошибки дискретизации | Изменять интервал шага по времени |
Приведенный выше перечень не является исчерпывающим. Список включает только примеры приближений, которые уменьшают время вычислений. Иногда предпочтительным является поступиться неточностью в одной области, чтобы получить больше точности в другой. Примером такого типа компромисса по точности приближения является использование менее точных граничных условий поглощающих границ при прямом моделирования с тем, чтобы сделать градиентные расчеты более точными. Условия поглощающих границ необходимы для решения дифференциального(ых) уравнения(ий), описывающего(их) распространение волн, например уравнения анизотропного распространения вязкоупругих волн (или некоторого его приближения) для случая сейсмических данных, или уравнений Максвелла для случая электромагнитных данных. В общем, компромисс по точности предполагает потерю точности в одном аспекте способа в обмен на повышение точности в другом аспекте.
Тестовый Пример 1 - Кодированная целевая функция
Фиг. 2-5 представляют собой синтетический пример выполнения инверсии, с использованием приближения для целевой функции, в котором сейсмические источники в измеренных данных кодируются, а затем суммируются; см. публикацию заявки США № 2010-0018718 на имя Джерома Кребса и др. Это приближение ускоряет инверсию, потому что закодированная целевая функция может быть оценена с помощью одного запуска программы моделирования, а не путем запуска ее всякий раз для каждого источника, как в случае обычной инверсии. Фиг. 2 - это не требующая разъяснений блок-схема, которая конкретизирует фиг. 1 для данного конкретного варианта осуществления, с этапом 210, показывающим приближение кодирования.
В данном примере модель геофизических свойств - это просто модель скорости акустической волны. На фиг. 3 показана базовая скоростная модель, т.е. «неизвестная» модель (которая будет инвертироваться и которая использовалась для генерации данных, которые будут инвертироваться) для этого примера. Изменение оттенков указывает скорость на каждой глубине и в каждом поперечном местоположении, как показано с помощью "цветового" линейки справа. На фиг. 4 показана инверсия, полученная в результате применения настоящего изобретения, как представлено на блок-схеме на фиг. 2. В этом примере источники кодируются случайным умножением их на плюс или на минус единицу. На этапе 260 кодирование источников меняется путем изменения начального числа при генерации случайных чисел, использующихся для генерации кодов, применяющихся для кодирования источников. Следует обратить внимание на хорошее соответствие с базовой моделью, показанное на фиг. 3.
На фиг. 5 показаны результаты применения метода инверсии, приведенные в блок-схеме на фиг. 2, но не включающие в себя новый признак этапа 260. Обратите внимание, что в инверсии на фиг. 5 преобладают перекрестные помехи (инверсия в виде пятен), в то время как артефакт перекрестных помех оказывается в основном невидимым при инверсии, получаемой в соответствии с настоящим изобретением (фиг. 4).
Кодирование одновременных источников описывалось ранее (и заявлялось) в публикации заявки США № 2010-0018718 вместе со способом изменения кодирования от одной итерации к другой; см. параграф 62 и п. 3 формулы в этой патентной публикации. Тем не менее публикация заявки США № 2010-0018718 не принимает во внимание и не раскрывает, что изобретение кодирования представляет собой конкретный пример общего изобретения, описанного в настоящем документе.
Тестовый Пример 2 - Приближение, создающее искусственные отражения
Фиг. 6-9 иллюстрируют синтетический пример выполнения инверсии с использованием приближения в моделирующем средстве, создающем искусственные отражения. Примером такого приближения является использование такого моделирующего средства конечных разностей, в котором размер ячеек в сетке меняется с изменением глубины от поверхности. Это приближение ускоряет инверсию, потому что сетка в моделирующем средстве может быть настроена для оптимизации ее путем изменения по глубине. Обычно для поверхностной части моделирующего средства конечных разностей необходимы меньшие ячейки сетки, чем требуются в более глубокой части модели. Артефакт, порожденный этим приближением - это искусственное отражение на границах между изменениями размера ячейки сетки.
На фиг. 6 представлена блок-схема для варианта осуществления настоящего изобретения, проиллюстрированного в данном примере. В данном примере моделирующего средства с переменной сеткой фактически не используется для формирования искусственного отражателя. Вместо этого (этап 610) искусственное отражение создается путем размещения фиктивного разрыва в модели плотности на глубине 500 метров. Такая модель разрыва плотности использовалась моделирующим средством для моделирования обновления, однако чтобы сгенерировать измеренные данных (630 на фиг. 6) использовалась модель постоянной плотности. В этом случае инверсия выполняется таким образом, что обновляется только скоростная модель (640), так что фиктивный разрыв плотности сохраняется на протяжении итераций инверсии.
Модель геофизических свойств в данном примере - это всего лишь модель (620) скорости звуковой волны. На фиг. 7 показана базовая скоростная модель (модель, которая будет инвертироваться и которая использовалась для генерации данных, которые будут инвертироваться) для этого примера. Изменение оттенков показывает скорость на каждой глубине. Фиг. 8 показывает инверсию, полученную в результате применения настоящего изобретения, как представлено на блок-схеме на фиг. 6. В этом примере на этапе 660 глубина фиктивных скачков плотности меняется случайным образом с использованием нормального распределения со средним, равным 500 метрам и дисперсией, равной 100 метрам. Обратите внимание на хорошее согласование с базовой моделью, показанное на фиг. 7. На фиг. 7-9 и 11-13, скорость нанесена на графике в виде безразмерной относительной скорости, равной инвертированной скорости, деленной на начальную скорость, причем последняя служит начальным предположением того, какой ожидается быть скоростная модель.
На фиг. 9 показан результат применения метода инверсии, описанного блок-схемой на фиг. 6, но не включающего в себя новый признак, представляющий собой этап 660. Следует отметить, что инверсия на фиг. 9 имеет отчетливо видные искусственные отражения 910 на глубине 500 метров, в то время как это искусственное отражение является в значительной степени невидимым при инверсии, которая использовала способ настоящего изобретения (фиг. 8).
Тестовый Пример 3 - случайные подмножества измеренных данных.
Фиг. 10-13 представляют собой синтетический пример выполнения инверсии с использованием приближения в измеренных данных. Примером такого приближения является использование подмножества измеренных данных (1010 на фиг. 10). Это приближение уменьшает количество измеренных данных, что ускоряет инверсию, поскольку вычислительное время инверсии прямо пропорционально количеству измеренных данных. В обычной инверсии для поддержания высокого горизонтального разрешения необходимы все измеренные данные, и таким образом, в обычной практике это приближение не используется. Артефакт, порожденный этим приближением, является «следами» в инверсных моделях и является следствием редких местоположений источника и ухудшения горизонтального разрешения. На рисунке 10 представлена блок-схема, которая конкретизирует этапы, показанные на фиг. 1, для варианта осуществления изобретения, который используется в данном примере. В данном примере для инверсии используется подмножество измеренных данных (1030 на фиг. 10), например, подмножество, состоящее из 5 данных, из общего числа 50 измеренных данных.
Модель геофизических свойств в данном примере - это просто модель скорости акустической волны. Фиг. 11 является базовой скоростной моделью (модель, которая будет инвертироваться, и которая использовалась для генерации данных, которые будут инвертироваться) для этого примера. Изменение оттенков показывает скорость на каждой глубине. Фиг. 12 показывает инверсию, полученную в результате применения настоящего изобретения, как представлено на блок-схеме на фиг.10. В этом примере, на этапе 1060, подмножество измеренных данных выбирается случайным образом по мере увеличения итерации инверсии. Это приводит к использованию различных подмножеств данных в каждом цикле итераций. Фиг. 12 показывает хорошее соответствие с базовой моделью, представленной на фиг. 11, при использовании десяти процентов измеренных данных.
На фиг. 13 показаны результаты применения метода инверсии, описанные в блок-схеме на фиг. 6, но не включающего в себя этап 1060 снижения артефакта. Можно отметить, что инверсия на фиг. 13 имеет искусственное следы в более глубоких частях, ниже 2000 метров, и коротковолновый шум по всей инверсной модели, в то время как эти следы шума подавлены в инверсии с использованием способа настоящего изобретения (фиг. 12), а коротковолновые шумы незаметны.
Следует иметь в виду, что блок-схемы на фиг. 2, 6 и 10 представляют собой примеры конкретных вариантов осуществления изобретения, описанного в более общем виде на фиг. 1.
Вышеизложенная патентная заявка направлена на конкретные варианты осуществления настоящего изобретения с целью иллюстрации. Однако специалистам в данной области должно быть очевидно, что в вариантах осуществления, описанных в данном документе, возможны многие модификации и изменения. Все такие модификации и изменения призваны быть в пределах объема настоящего изобретения, определяемого формулой изобретения. Специалисты в данной области техники легко поймут, что в практическом применении изобретения, по меньшей мере, некоторые из этапов в способе настоящего изобретения (как правило, этапы 140-160, а зачастую и генерация модели на этапе 120) выполняются на компьютере, т.е. изобретение может быть реализовано на компьютере. В таких случаях, результирующая обновленная физическая модель геологической среды может быть либо загружена или сохранена в память компьютера.
Источники информации
1. Tarantola, A., "Inversion of seismic reflection data in the acoustic approximation," Geophysics 49, 1259-1266 (1984).
2. Sirgue, L., and Pratt G. "Efficient waveform inversion and imaging: A strategy for selecting temporal frequencies," Geophysics 69, 231-248 (2004).
3. Weglein, A. B., Araujo, F. V., Carvalho, P. M., Stolt, R. FL, Matson, K. FL, Coates, R. T., Corrigan, D., Foster, D. J., Shaw, S. A., and Zhang, FL, "Inverse scattering series and seismic exploration," Inverse Problems 19, R27-R83 (2003).
4. Fallat, M. R., Dosso, S. E., "Geoacoustic inversion via local, global, and hybrid algorithms," Journal of the Acoustical Society of America 105, 3219-3230 (1999).
5. Berkhout, A. J., "Areal shot record technology," Journal of Seismic Exploration 1, 251-264 (1992).
6. Krebs, Jerome et al, "Iterative Inversion of Data from Simultaneous Geophysical Sources", U.S. Patent Application Publication No. 2010-0018718 (01-28-2010).
7. Clapp, R. G., "Reverse time migration with random boundaries," SEG International Exposition and Meeting (Houston), Expanded Abstracts, 2809-2813 (2009).
Claims (15)
1. Способ снижения артефактов в модели физических свойств геологической среды, вызванных приближением, отличающимся от кодирования источников, в итерационном компьютеризированном процессе инверсии геофизических данных, причем упомянутый способ включает в себя варьирование приближения в ходе выполнения итераций.
2. Способ по п. 1, причем упомянутый способ включает в себя:
(a) принятие модели физических свойств геологической среды, причем упомянутая модель обеспечивает значения, по меньшей мере, одного физического свойства в местоположениях по всей области геологической среды;
(b) выбор итерационного процесса инверсии данных с шагом, в котором производится вычисление обновления модели физических свойств, что делает ее более совместимой с измеренными геофизическими данными, полученными в области геологической среды;
(c) выполнение в упомянутом вычислении приближения, которое либо ускоряет выбранный итерационный процесс инверсии данных, способом, отличающимся от кодирования источников, либо работает с компромиссной точностью;
(d) выполнение, используя компьютер, одного цикла выбранного итерационного процесса инверсии с упомянутым приближением и с использованием модели физических свойств;
(e) выполнение, используя компьютер, следующего итерационного цикла инверсии, в котором делается выбор того, менять какой-либо аспект приближения, или не менять;
(f) при необходимости, повторение (e), изменяя приближение в нескольких или во всех итерационных циклах, вплоть до последней итерации, в которой удовлетворяется критерий сходимости или достигается другое условие остановки; и
(g) загрузку обновленной модели физических свойств с последней итерации, или сохранение ее в памяти компьютера.
(a) принятие модели физических свойств геологической среды, причем упомянутая модель обеспечивает значения, по меньшей мере, одного физического свойства в местоположениях по всей области геологической среды;
(b) выбор итерационного процесса инверсии данных с шагом, в котором производится вычисление обновления модели физических свойств, что делает ее более совместимой с измеренными геофизическими данными, полученными в области геологической среды;
(c) выполнение в упомянутом вычислении приближения, которое либо ускоряет выбранный итерационный процесс инверсии данных, способом, отличающимся от кодирования источников, либо работает с компромиссной точностью;
(d) выполнение, используя компьютер, одного цикла выбранного итерационного процесса инверсии с упомянутым приближением и с использованием модели физических свойств;
(e) выполнение, используя компьютер, следующего итерационного цикла инверсии, в котором делается выбор того, менять какой-либо аспект приближения, или не менять;
(f) при необходимости, повторение (e), изменяя приближение в нескольких или во всех итерационных циклах, вплоть до последней итерации, в которой удовлетворяется критерий сходимости или достигается другое условие остановки; и
(g) загрузку обновленной модели физических свойств с последней итерации, или сохранение ее в памяти компьютера.
3. Способ по п. 2, в котором один или несколько типов артефактов в обновленной модели физических свойств геологической среды идентифицируются как вызванные приближением.
4. Способ по п. 3, в котором аспект приближения, изменяющийся в некоторых или во всех циклах итерации, выбирается для оказания влияния на артефакты одного или нескольких идентифицированных типов артефактов.
5. Способ по п. 4, в котором упомянутое влияние таково, что артефакты от одного приближения не складываются арифметически с артефактами от другого итерационного цикла, который использует приближение с измененным аспектом.
6. Способ по п. 2, в котором приближением является выбор подмножества измеренных геофизических данных для ввода в итерационный процесс инверсии, а измененным аспектом является другое выбранное подмножество.
7. Способ по п. 6, в котором каждое отличающееся подмножество выбирается случайным образом.
8. Способ по п. 1, в котором приближением являются несовершенные поглощающие границы в моделировании синтетических данных в процессе итерационной инверсии.
9. Способ по п. 1, в котором приближением являются отражающие границы в моделировании синтетических данных в процессе итерационной инверсии.
10. Способ по п. 1, в котором приближением являются случайные граничные условия в моделировании синтетических данных в процессе итерационной инверсии.
11. Способ по п. 1, в котором приближением является пространственное изменение в размере ячейки сетки в моделирующем средстве конечных разностей в процессе итерационной инверсии.
12. Способ по п. 1, в котором приближением является пространственное изменение в точности оператора моделирования в процессе итерационной инверсии.
13. Способ по п. 1, в котором приближением является использование размера ячейки сетки в моделировании синтетических данных в процессе итерационной инверсии, причем размер ячейки сетки является слишком грубым для точного представления изменений в модели.
14. Способ по п. 1, в котором приближением является использование большого шага по времени в моделирующем средстве временной области в итерационном процессе инверсии, где "большой" определяется относительно других используемых шагов по времени.
15. Способ по п. 1, в котором итерационный, компьютеризованный процесс инверсии геофизических данных содержит вычисление градиентов функции стоимости, а приближение содержит использование менее точных условий поглощающих границ, чтобы сделать градиентные расчеты более точными.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US33246310P | 2010-05-07 | 2010-05-07 | |
US61/332,463 | 2010-05-07 | ||
PCT/US2011/028345 WO2011139413A1 (en) | 2010-05-07 | 2011-03-14 | Artifact reduction in method of iterative inversion of geophysical data |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2012152638A RU2012152638A (ru) | 2014-06-20 |
RU2573174C2 true RU2573174C2 (ru) | 2016-01-20 |
Family
ID=44902509
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012152638/28A RU2573174C2 (ru) | 2010-05-07 | 2011-03-14 | Снижение артефактов при итерационной инверсии геофизических данных |
Country Status (11)
Country | Link |
---|---|
US (3) | US8694299B2 (ru) |
EP (1) | EP2567063B1 (ru) |
KR (1) | KR101948509B1 (ru) |
CN (1) | CN102892972B (ru) |
AU (1) | AU2011248989B2 (ru) |
BR (1) | BR112012025185A2 (ru) |
CA (1) | CA2795340C (ru) |
MY (1) | MY162803A (ru) |
RU (1) | RU2573174C2 (ru) |
SG (1) | SG184803A1 (ru) |
WO (1) | WO2011139413A1 (ru) |
Families Citing this family (43)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2003218986A (ja) * | 2002-01-18 | 2003-07-31 | Gvc Corp | 設定可能なブルーツース(Bluetooth)装置のコネクション異常警示方法 |
US8855987B2 (en) * | 2009-10-23 | 2014-10-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for optimization with gradient information |
US8694299B2 (en) | 2010-05-07 | 2014-04-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Artifact reduction in iterative inversion of geophysical data |
US8385151B2 (en) * | 2010-06-24 | 2013-02-26 | Chevron U.S.A. Inc. | Reverse time migration with absorbing and random boundaries |
AU2010257409B2 (en) * | 2010-12-23 | 2013-01-31 | Canon Kabushiki Kaisha | Temporal-correlation-based mode connection |
SG193232A1 (en) | 2011-03-30 | 2013-10-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Convergence rate of full wavefield inversion using spectral shaping |
US9176930B2 (en) | 2011-11-29 | 2015-11-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for approximating hessian times vector operation in full wavefield inversion |
US9964653B2 (en) * | 2011-12-21 | 2018-05-08 | Technoimaging, Llc | Method of terrain correction for potential field geophysical survey data |
SG11201404094RA (en) | 2012-03-08 | 2014-10-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Orthogonal source and receiver encoding |
US10317548B2 (en) | 2012-11-28 | 2019-06-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reflection seismic data Q tomography |
GB2510873A (en) | 2013-02-15 | 2014-08-20 | Total Sa | Method of modelling a subsurface volume |
GB2510872A (en) * | 2013-02-15 | 2014-08-20 | Total Sa | Method of modelling a subsurface volume |
US10591638B2 (en) * | 2013-03-06 | 2020-03-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Inversion of geophysical data on computer system having parallel processors |
CA2909105C (en) | 2013-05-24 | 2018-08-28 | Ke Wang | Multi-parameter inversion through offset dependent elastic fwi |
US10459117B2 (en) | 2013-06-03 | 2019-10-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Extended subspace method for cross-talk mitigation in multi-parameter inversion |
US9702998B2 (en) | 2013-07-08 | 2017-07-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Full-wavefield inversion of primaries and multiples in marine environment |
DK3036566T3 (en) | 2013-08-23 | 2018-07-23 | Exxonmobil Upstream Res Co | SIMILAR SOURCE APPLICATION DURING BOTH SEISMIC COLLECTION AND SEISMIC INVERSION |
US10036818B2 (en) | 2013-09-06 | 2018-07-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Accelerating full wavefield inversion with nonstationary point-spread functions |
WO2015134455A1 (en) * | 2014-03-05 | 2015-09-11 | Schlumberger Canada Limited | Inversion techniques for real-time well placement and reservoir characterization |
US9910189B2 (en) * | 2014-04-09 | 2018-03-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for fast line search in frequency domain FWI |
US9977142B2 (en) | 2014-05-09 | 2018-05-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Efficient line search methods for multi-parameter full wavefield inversion |
US10185046B2 (en) | 2014-06-09 | 2019-01-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for temporal dispersion correction for seismic simulation, RTM and FWI |
AU2015280633B2 (en) | 2014-06-17 | 2018-07-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fast viscoacoustic and viscoelastic full-wavefield inversion |
US10838092B2 (en) | 2014-07-24 | 2020-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Estimating multiple subsurface parameters by cascaded inversion of wavefield components |
US10422899B2 (en) | 2014-07-30 | 2019-09-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Harmonic encoding for FWI |
US10386511B2 (en) | 2014-10-03 | 2019-08-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Seismic survey design using full wavefield inversion |
AU2015337108B2 (en) | 2014-10-20 | 2018-03-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Velocity tomography using property scans |
AU2015363241A1 (en) | 2014-12-18 | 2017-06-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Scalable scheduling of parallel iterative seismic jobs |
US9784865B2 (en) | 2015-01-28 | 2017-10-10 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for estimating lateral positioning uncertainties of a seismic image |
US10520618B2 (en) | 2015-02-04 | 2019-12-31 | ExxohnMobil Upstream Research Company | Poynting vector minimal reflection boundary conditions |
FR3032532B1 (fr) * | 2015-02-05 | 2020-02-28 | Services Petroliers Schlumberger | Derivation d'attributs sismiques a partir d'une propriete d'age geologique relatif d'un modele base sur le volume |
AU2015382333B2 (en) | 2015-02-13 | 2018-01-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Efficient and stable absorbing boundary condition in finite-difference calculations |
MX2017007988A (es) | 2015-02-17 | 2017-09-29 | Exxonmobil Upstream Res Co | Proceso de inversion de campo ondulatorio completo de multifase que genera un conjunto de datos libres de multiples. |
EP3304133A1 (en) | 2015-06-04 | 2018-04-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for generating multiple free seismic images |
US10838093B2 (en) | 2015-07-02 | 2020-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Krylov-space-based quasi-newton preconditioner for full-wavefield inversion |
US10768322B2 (en) * | 2015-08-27 | 2020-09-08 | Pgs Geophysical As | Analogous processing of modeled and measured marine survey data |
AU2016331881B8 (en) | 2015-10-02 | 2019-07-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Q-compensated full wavefield inversion |
MX2018003495A (es) | 2015-10-15 | 2018-06-06 | Exxonmobil Upstream Res Co | Apilados angulares de dominio de modelo de fwi con conservacion de amplitud. |
US10768324B2 (en) | 2016-05-19 | 2020-09-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method to predict pore pressure and seal integrity using full wavefield inversion |
WO2018031113A1 (en) * | 2016-08-12 | 2018-02-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Tomographically enhanced full wavefield inversion |
US10788597B2 (en) * | 2017-12-11 | 2020-09-29 | Saudi Arabian Oil Company | Generating a reflectivity model of subsurface structures |
US10782430B2 (en) * | 2018-01-12 | 2020-09-22 | Cgg Services Sas | Method for seismic exploration using a multiple-inclusive source wavelet |
US11320557B2 (en) | 2020-03-30 | 2022-05-03 | Saudi Arabian Oil Company | Post-stack time domain image with broadened spectrum |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20090006054A1 (en) * | 2007-06-29 | 2009-01-01 | Zhongmin Song | Seismic Inversion of Data Containing Surface-Related Multiples |
WO2009117174A1 (en) * | 2008-03-21 | 2009-09-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | An efficient method for inversion of geophysical data |
US20090319240A1 (en) * | 2007-03-19 | 2009-12-24 | Fujitsu Limited | Simulation apparatus, simulation control method, and computer product |
US20100018718A1 (en) * | 2006-09-28 | 2010-01-28 | Krebs Jerome R | Iterative inversion of data from simultaneous geophysical sources |
Family Cites Families (219)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3812457A (en) | 1969-11-17 | 1974-05-21 | Shell Oil Co | Seismic exploration method |
US3864667A (en) | 1970-09-11 | 1975-02-04 | Continental Oil Co | Apparatus for surface wave parameter determination |
US3984805A (en) | 1973-10-18 | 1976-10-05 | Daniel Silverman | Parallel operation of seismic vibrators without phase control |
US4168485A (en) | 1974-08-12 | 1979-09-18 | Continental Oil Company | Simultaneous use of pseudo-random control signals in vibrational exploration methods |
US4675851A (en) | 1982-09-09 | 1987-06-23 | Western Geophysical Co. | Method for seismic exploration |
US4545039A (en) | 1982-09-09 | 1985-10-01 | Western Geophysical Co. Of America | Methods for seismic exploration |
US4575830A (en) | 1982-10-15 | 1986-03-11 | Schlumberger Technology Corporation | Indirect shearwave determination |
US4594662A (en) | 1982-11-12 | 1986-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Diffraction tomography systems and methods with fixed detector arrays |
US4562540A (en) | 1982-11-12 | 1985-12-31 | Schlumberger Technology Corporation | Diffraction tomography system and methods |
JPS59189278A (ja) | 1983-03-23 | 1984-10-26 | 橋本電機工業株式会社 | ウイケツト型平板乾燥機 |
FR2543306B1 (fr) | 1983-03-23 | 1985-07-26 | Elf Aquitaine | Procede et dispositif pour l'optimisation des donnees sismiques |
JPS606032A (ja) | 1983-06-22 | 1985-01-12 | Honda Motor Co Ltd | 内燃エンジンの作動状態制御方法 |
US4924390A (en) | 1985-03-04 | 1990-05-08 | Conoco, Inc. | Method for determination of earth stratum elastic parameters using seismic energy |
US4715020A (en) | 1986-10-29 | 1987-12-22 | Western Atlas International, Inc. | Simultaneous performance of multiple seismic vibratory surveys |
FR2589587B1 (fr) | 1985-10-30 | 1988-02-05 | Inst Francais Du Petrole | Procede de prospection sismique marine utilisant un signal vibratoire code et dispositif pour sa mise en oeuvre |
US4707812A (en) | 1985-12-09 | 1987-11-17 | Atlantic Richfield Company | Method of suppressing vibration seismic signal correlation noise |
US4823326A (en) | 1986-07-21 | 1989-04-18 | The Standard Oil Company | Seismic data acquisition technique having superposed signals |
US4686654A (en) | 1986-07-31 | 1987-08-11 | Western Geophysical Company Of America | Method for generating orthogonal sweep signals |
US4766574A (en) | 1987-03-31 | 1988-08-23 | Amoco Corporation | Method for depth imaging multicomponent seismic data |
US4953657A (en) | 1987-11-30 | 1990-09-04 | Halliburton Geophysical Services, Inc. | Time delay source coding |
US4969129A (en) | 1989-09-20 | 1990-11-06 | Texaco Inc. | Coding seismic sources |
US4982374A (en) | 1989-10-23 | 1991-01-01 | Halliburton Geophysical Services, Inc. | Method of source coding and harmonic cancellation for vibrational geophysical survey sources |
US5012193A (en) * | 1989-11-01 | 1991-04-30 | Schlumberger Technology Corp. | Method and apparatus for filtering data signals produced by exploration of earth formations |
GB9011836D0 (en) | 1990-05-25 | 1990-07-18 | Mason Iain M | Seismic surveying |
US5469062A (en) | 1994-03-11 | 1995-11-21 | Baker Hughes, Inc. | Multiple depths and frequencies for simultaneous inversion of electromagnetic borehole measurements |
GB2293010B (en) | 1994-07-07 | 1998-12-09 | Geco As | Method of processing seismic data |
US5583825A (en) | 1994-09-02 | 1996-12-10 | Exxon Production Research Company | Method for deriving reservoir lithology and fluid content from pre-stack inversion of seismic data |
US5586082A (en) * | 1995-03-02 | 1996-12-17 | The Trustees Of Columbia University In The City Of New York | Method for identifying subsurface fluid migration and drainage pathways in and among oil and gas reservoirs using 3-D and 4-D seismic imaging |
US5924049A (en) | 1995-04-18 | 1999-07-13 | Western Atlas International, Inc. | Methods for acquiring and processing seismic data |
WO1996033425A1 (en) | 1995-04-18 | 1996-10-24 | Western Atlas International, Inc. | Uniform subsurface coverage at steep dips |
US5719821A (en) | 1995-09-29 | 1998-02-17 | Atlantic Richfield Company | Method and apparatus for source separation of seismic vibratory signals |
US5721710A (en) | 1995-09-29 | 1998-02-24 | Atlantic Richfield Company | High fidelity vibratory source seismic method with source separation |
US5790473A (en) | 1995-11-13 | 1998-08-04 | Mobil Oil Corporation | High fidelity vibratory source seismic method for use in vertical seismic profile data gathering with a plurality of vibratory seismic energy sources |
US5822269A (en) | 1995-11-13 | 1998-10-13 | Mobil Oil Corporation | Method for separation of a plurality of vibratory seismic energy source signals |
US5715213A (en) | 1995-11-13 | 1998-02-03 | Mobil Oil Corporation | High fidelity vibratory source seismic method using a plurality of vibrator sources |
US5838634A (en) | 1996-04-04 | 1998-11-17 | Exxon Production Research Company | Method of generating 3-D geologic models incorporating geologic and geophysical constraints |
US5798982A (en) | 1996-04-29 | 1998-08-25 | The Trustees Of Columbia University In The City Of New York | Method for inverting reflection trace data from 3-D and 4-D seismic surveys and identifying subsurface fluid and pathways in and among hydrocarbon reservoirs based on impedance models |
GB9612471D0 (en) | 1996-06-14 | 1996-08-14 | Geco As | Method and apparatus for multiple seismic vibratory surveys |
US5878372A (en) | 1997-03-04 | 1999-03-02 | Western Atlas International, Inc. | Method for simultaneous inversion processing of well log data using a plurality of earth models |
US5999489A (en) | 1997-03-21 | 1999-12-07 | Tomoseis Inc. | High vertical resolution crosswell seismic imaging |
US6014342A (en) | 1997-03-21 | 2000-01-11 | Tomo Seis, Inc. | Method of evaluating a subsurface region using gather sensitive data discrimination |
US5920828A (en) | 1997-06-02 | 1999-07-06 | Baker Hughes Incorporated | Quality control seismic data processing system |
US5920838A (en) | 1997-06-02 | 1999-07-06 | Carnegie Mellon University | Reading and pronunciation tutor |
FR2765692B1 (fr) | 1997-07-04 | 1999-09-10 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour modeliser en 3d l'impedance d'un milieu heterogene |
GB2329043B (en) * | 1997-09-05 | 2000-04-26 | Geco As | Method of determining the response caused by model alterations in seismic simulations |
US5999488A (en) | 1998-04-27 | 1999-12-07 | Phillips Petroleum Company | Method and apparatus for migration by finite differences |
US6219621B1 (en) | 1998-06-30 | 2001-04-17 | Exxonmobil Upstream Research Co. | Sparse hyperbolic inversion of seismic data |
US6067340A (en) * | 1998-07-06 | 2000-05-23 | Eppstein; Margaret J. | Three-dimensional stochastic tomography with upscaling |
US6388947B1 (en) | 1998-09-14 | 2002-05-14 | Tomoseis, Inc. | Multi-crosswell profile 3D imaging and method |
US6574564B2 (en) | 1998-10-01 | 2003-06-03 | Institut Francais Du Petrole | 3D prestack seismic data migration method |
FR2784195B1 (fr) | 1998-10-01 | 2000-11-17 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour realiser en 3d avant sommation, une migration de donnees sismiques |
US6225803B1 (en) | 1998-10-29 | 2001-05-01 | Baker Hughes Incorporated | NMR log processing using wavelet filter and iterative inversion |
US6021094A (en) | 1998-12-03 | 2000-02-01 | Sandia Corporation | Method of migrating seismic records |
US6754588B2 (en) | 1999-01-29 | 2004-06-22 | Platte River Associates, Inc. | Method of predicting three-dimensional stratigraphy using inverse optimization techniques |
US6246963B1 (en) * | 1999-01-29 | 2001-06-12 | Timothy A. Cross | Method for predicting stratigraphy |
CA2362285C (en) | 1999-02-12 | 2005-06-14 | Schlumberger Canada Limited | Uncertainty constrained subsurface modeling |
US6058073A (en) | 1999-03-30 | 2000-05-02 | Atlantic Richfield Company | Elastic impedance estimation for inversion of far offset seismic sections |
ID30408A (id) * | 1999-04-02 | 2001-11-29 | Conoco Inc | Metoda untuk inversi data gravitasi dan magnetik menggunakan data vektor dan tensor dengan citra seismik dan prediksi tekanan-geo untuk eksplorasi dan produksi minyak, gas & mineral |
FR2792419B1 (fr) | 1999-04-16 | 2001-09-07 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour obtenir un modele optimal d'une caracteristique physique dans un milieu heterogene, tel que le sous-sol |
GB9927395D0 (en) | 1999-05-19 | 2000-01-19 | Schlumberger Holdings | Improved seismic data acquisition method |
US6327537B1 (en) | 1999-07-19 | 2001-12-04 | Luc T. Ikelle | Multi-shooting approach to seismic modeling and acquisition |
FR2798197B1 (fr) | 1999-09-02 | 2001-10-05 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour former un modele d'une formation geologique, contraint par des donnees dynamiques et statiques |
DE69932932D1 (de) | 1999-10-22 | 2006-10-05 | Jason Geosystems B V | Verfahren zur Bestimmung der elastischen Parameter und Felszusammensetzung von unterirdischen Formationen mit Hilfe von seismischen Daten |
US6480790B1 (en) | 1999-10-29 | 2002-11-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Process for constructing three-dimensional geologic models having adjustable geologic interfaces |
FR2800473B1 (fr) | 1999-10-29 | 2001-11-30 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour modeliser en 2d ou 3d un milieu heterogene tel que le sous-sol decrit par plusieurs parametres physiques |
DE19954866A1 (de) | 1999-11-15 | 2001-05-31 | Infineon Technologies Ag | Verfahren zur Behandlung einer durch Epitaxie hergestellten Oberfläche eines SiC-Halbleiterkörpers und danach hergestellten Schottkykontakt |
CN1188710C (zh) | 2000-01-21 | 2005-02-09 | 施鲁博格控股有限公司 | 估算地震介质特性的系统和方法 |
AU779802B2 (en) | 2000-01-21 | 2005-02-10 | Schlumberger Holdings Limited | System and method for seismic wavefield separation |
US6826486B1 (en) | 2000-02-11 | 2004-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for predicting pore and fracture pressures of a subsurface formation |
FR2805051B1 (fr) | 2000-02-14 | 2002-12-06 | Geophysique Cie Gle | Methode de surveillance sismique d'une zone souterraine par utilisation simultanee de plusieurs sources vibrosismiques |
GB2359363B (en) | 2000-02-15 | 2002-04-03 | Geco Prakla | Processing simultaneous vibratory seismic data |
GB0003571D0 (en) * | 2000-02-17 | 2000-04-05 | Secr Defence Brit | Signal processing technique |
US6687659B1 (en) * | 2000-03-24 | 2004-02-03 | Conocophillips Company | Method and apparatus for absorbing boundary conditions in numerical finite-difference acoustic applications |
US6317695B1 (en) | 2000-03-30 | 2001-11-13 | Nutec Sciences, Inc. | Seismic data processing method |
US6687619B2 (en) | 2000-10-17 | 2004-02-03 | Westerngeco, L.L.C. | Method of using cascaded sweeps for source coding and harmonic cancellation |
US20020120429A1 (en) | 2000-12-08 | 2002-08-29 | Peter Ortoleva | Methods for modeling multi-dimensional domains using information theory to resolve gaps in data and in theories |
FR2818753B1 (fr) | 2000-12-21 | 2003-03-21 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif de prospection sismique par emission simultanee de signaux sismisques obtenus en codant un signal par des sequences pseudo aleatoires |
FR2821677B1 (fr) | 2001-03-05 | 2004-04-30 | Geophysique Cie Gle | Perfectionnements aux procedes d'inversion tomographique d'evenements pointes sur les donnees sismiques migrees |
US6751558B2 (en) | 2001-03-13 | 2004-06-15 | Conoco Inc. | Method and process for prediction of subsurface fluid and rock pressures in the earth |
US6927698B2 (en) | 2001-08-27 | 2005-08-09 | Larry G. Stolarczyk | Shuttle-in receiver for radio-imaging underground geologic structures |
US6545944B2 (en) | 2001-05-30 | 2003-04-08 | Westerngeco L.L.C. | Method for acquiring and processing of data from two or more simultaneously fired sources |
US6882958B2 (en) | 2001-06-28 | 2005-04-19 | National Instruments Corporation | System and method for curve fitting using randomized techniques |
GB2379013B (en) | 2001-08-07 | 2005-04-20 | Abb Offshore Systems Ltd | Microseismic signal processing |
US6593746B2 (en) | 2001-08-27 | 2003-07-15 | Larry G. Stolarczyk | Method and system for radio-imaging underground geologic structures |
US7672824B2 (en) | 2001-12-10 | 2010-03-02 | Westerngeco L.L.C. | Method for shallow water flow detection |
US7069149B2 (en) | 2001-12-14 | 2006-06-27 | Chevron U.S.A. Inc. | Process for interpreting faults from a fault-enhanced 3-dimensional seismic attribute volume |
US7330799B2 (en) | 2001-12-21 | 2008-02-12 | Société de commercialisation des produits de la recherche appliquée-Socpra Sciences et Génie s.e.c. | Method and algorithm for using surface waves |
US6842701B2 (en) | 2002-02-25 | 2005-01-11 | Westerngeco L.L.C. | Method of noise removal for cascaded sweep data |
GB2387226C (en) | 2002-04-06 | 2008-05-12 | Westerngeco Ltd | A method of seismic surveying |
FR2839368B1 (fr) | 2002-05-06 | 2004-10-01 | Total Fina Elf S A | Methode de decimation de traces sismiques pilotee par le trajet sismique |
CA2488511C (en) * | 2002-06-28 | 2012-07-03 | Gedex Inc. | System and method for surveying underground density distributions |
US6832159B2 (en) | 2002-07-11 | 2004-12-14 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent diagnosis of environmental influence on well logs with model-based inversion |
US6906981B2 (en) | 2002-07-17 | 2005-06-14 | Pgs Americas, Inc. | Method and system for acquiring marine seismic data using multiple seismic sources |
FR2843202B1 (fr) | 2002-08-05 | 2004-09-10 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour former un modele representatif de la distribution d'une grandeur physique dans une zone souterraine, affranchi de l'effet de bruits correles entachant des donnees d'exploration |
US6832155B2 (en) | 2002-09-23 | 2004-12-14 | Itt Manufacturing Enterprises, Inc. | Methods and apparatus for determining phase ambiguities in ranging and navigation systems |
AU2003279870A1 (en) | 2002-10-04 | 2004-05-04 | Paradigm Geophysical Corporation | Method and system for limited frequency seismic imaging |
GB2396448B (en) | 2002-12-21 | 2005-03-02 | Schlumberger Holdings | System and method for representing and processing and modeling subterranean surfaces |
US7027927B2 (en) | 2002-12-23 | 2006-04-11 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for determining formation and borehole parameters using fresnel volume tomography |
US6735527B1 (en) | 2003-02-26 | 2004-05-11 | Landmark Graphics Corporation | 3-D prestack/poststack multiple prediction |
US6999880B2 (en) | 2003-03-18 | 2006-02-14 | The Regents Of The University Of California | Source-independent full waveform inversion of seismic data |
WO2004095072A2 (en) | 2003-03-27 | 2004-11-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method to convert seismic traces into petrophysical property logs |
CA2520640C (en) | 2003-04-01 | 2012-10-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Shaped high frequency vibratory source |
US7072767B2 (en) | 2003-04-01 | 2006-07-04 | Conocophillips Company | Simultaneous inversion for source wavelet and AVO parameters from prestack seismic data |
NO322089B1 (no) | 2003-04-09 | 2006-08-14 | Norsar V Daglig Leder | Fremgangsmate for simulering av lokale prestakk dypmigrerte seismiske bilder |
GB2400438B (en) | 2003-04-11 | 2005-06-01 | Westerngeco Ltd | Determination of waveguide parameters |
US6970397B2 (en) | 2003-07-09 | 2005-11-29 | Gas Technology Institute | Determination of fluid properties of earth formations using stochastic inversion |
US6882938B2 (en) | 2003-07-30 | 2005-04-19 | Pgs Americas, Inc. | Method for separating seismic signals from two or more distinct sources |
GB2405473B (en) | 2003-08-23 | 2005-10-05 | Westerngeco Ltd | Multiple attenuation method |
US6944546B2 (en) | 2003-10-01 | 2005-09-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for inversion processing of well logging data in a selected pattern space |
US6901333B2 (en) | 2003-10-27 | 2005-05-31 | Fugro N.V. | Method and device for the generation and application of anisotropic elastic parameters |
US7046581B2 (en) | 2003-12-01 | 2006-05-16 | Shell Oil Company | Well-to-well tomography |
US20050128874A1 (en) | 2003-12-15 | 2005-06-16 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods for acquiring and processing seismic data from quasi-simultaneously activated translating energy sources |
US7359283B2 (en) | 2004-03-03 | 2008-04-15 | Pgs Americas, Inc. | System for combining signals of pressure sensors and particle motion sensors in marine seismic streamers |
US7791980B2 (en) | 2004-05-21 | 2010-09-07 | Westerngeco L.L.C. | Interpolation and extrapolation method for seismic recordings |
FR2872584B1 (fr) | 2004-06-30 | 2006-08-11 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour simuler le depot sedimentaire dans un bassin respectant les epaisseurs des sequences sedimentaires |
EP1617309B1 (en) | 2004-07-15 | 2011-01-12 | Fujitsu Limited | Simulation technique with local grid refinement |
US7646924B2 (en) | 2004-08-09 | 2010-01-12 | David Leigh Donoho | Method and apparatus for compressed sensing |
US7480206B2 (en) | 2004-09-13 | 2009-01-20 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods for earth modeling and seismic imaging using interactive and selective updating |
FR2876458B1 (fr) | 2004-10-08 | 2007-01-19 | Geophysique Cie Gle | Perfectionnement aux traitements sismiques pour la suppression des reflexions multiples |
GB2422433B (en) | 2004-12-21 | 2008-03-19 | Sondex Wireline Ltd | Method and apparatus for determining the permeability of earth formations |
US7373251B2 (en) | 2004-12-22 | 2008-05-13 | Marathon Oil Company | Method for predicting quantitative values of a rock or fluid property in a reservoir using seismic data |
US7230879B2 (en) | 2005-02-12 | 2007-06-12 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and apparatus for true relative amplitude correction of seismic data for normal moveout stretch effects |
WO2006090374A2 (en) | 2005-02-22 | 2006-08-31 | Paradigm Geophysical Ltd. | Multiple suppression in angle domain time and depth migration |
US7840625B2 (en) | 2005-04-07 | 2010-11-23 | California Institute Of Technology | Methods for performing fast discrete curvelet transforms of data |
WO2006122146A2 (en) | 2005-05-10 | 2006-11-16 | William Marsh Rice University | Method and apparatus for distributed compressed sensing |
US7405997B2 (en) | 2005-08-11 | 2008-07-29 | Conocophillips Company | Method of accounting for wavelet stretch in seismic data |
EP1941386A4 (en) | 2005-10-18 | 2010-03-17 | Sinvent As | IMAGING OF GEOLOGICAL RESPONSES DATA WITH FLOW PROCESSORS |
AU2006235820B2 (en) | 2005-11-04 | 2008-10-23 | Westerngeco Seismic Holdings Limited | 3D pre-stack full waveform inversion |
FR2895091B1 (fr) | 2005-12-21 | 2008-02-22 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour mettre a jour un modele geologique par des donnees sismiques |
GB2436626B (en) | 2006-03-28 | 2008-08-06 | Westerngeco Seismic Holdings | Method of evaluating the interaction between a wavefield and a solid body |
US7620534B2 (en) | 2006-04-28 | 2009-11-17 | Saudi Aramco | Sound enabling computerized system for real time reservoir model calibration using field surveillance data |
US20070274155A1 (en) | 2006-05-25 | 2007-11-29 | Ikelle Luc T | Coding and Decoding: Seismic Data Modeling, Acquisition and Processing |
US7725266B2 (en) | 2006-05-31 | 2010-05-25 | Bp Corporation North America Inc. | System and method for 3D frequency domain waveform inversion based on 3D time-domain forward modeling |
CA2655232C (en) * | 2006-07-07 | 2015-11-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Upscaling of reservoir models by reusing flow solutions from geologic models |
US7599798B2 (en) | 2006-09-11 | 2009-10-06 | Westerngeco L.L.C. | Migrating composite seismic response data to produce a representation of a seismic volume |
WO2008068769A1 (en) | 2006-12-07 | 2008-06-12 | Council Of Scientific & Industrial Research | A method for computing an exact impulse response of a plane acoustic reflector at zero offset due to a point acoustic source |
EP2104869B1 (en) | 2007-01-20 | 2012-01-25 | Spectraseis AG | Time reverse reservoir localization |
WO2008123920A1 (en) | 2007-04-10 | 2008-10-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Separation and noise removal for multiple vibratory source seismic data |
US7640110B2 (en) * | 2007-04-27 | 2009-12-29 | Schlumberger Technology Corporation | Pixel based inversion method for surface electromagnetic measurement |
US20080279434A1 (en) * | 2007-05-11 | 2008-11-13 | William Cassill | Method and system for automated modeling |
US7715986B2 (en) | 2007-05-22 | 2010-05-11 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for identifying and removing multiples for imaging with beams |
JP2009063942A (ja) | 2007-09-10 | 2009-03-26 | Sumitomo Electric Ind Ltd | 遠赤外線カメラ用レンズ、レンズユニット及び撮像装置 |
US20090070042A1 (en) | 2007-09-11 | 2009-03-12 | Richard Birchwood | Joint inversion of borehole acoustic radial profiles for in situ stresses as well as third-order nonlinear dynamic moduli, linear dynamic elastic moduli, and static elastic moduli in an isotropically stressed reference state |
US20090083006A1 (en) * | 2007-09-20 | 2009-03-26 | Randall Mackie | Methods and apparatus for three-dimensional inversion of electromagnetic data |
CA2706297A1 (en) | 2007-11-19 | 2009-05-28 | Steklov Mathematical Institute Ras | Method and system for evaluating the characteristic properties of two contacting media and of the interface between them based on mixed surface waves propagating along the interface |
US7732381B2 (en) | 2007-11-30 | 2010-06-08 | Schlumberger Technology Corporation | Conductive cement formulation and application for use in wells |
US20090164186A1 (en) | 2007-12-20 | 2009-06-25 | Bhp Billiton Innovation Pty Ltd. | Method for determining improved estimates of properties of a model |
EP2238474A4 (en) | 2008-01-08 | 2018-06-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Spectral shaping inversion and migration of seismic data |
US8577660B2 (en) | 2008-01-23 | 2013-11-05 | Schlumberger Technology Corporation | Three-dimensional mechanical earth modeling |
US8483009B2 (en) | 2008-03-28 | 2013-07-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Characterizing spatial variability of surface waves in seismic processing |
EP2105765A1 (en) | 2008-03-28 | 2009-09-30 | Schlumberger Holdings Limited | Simultaneous inversion of induction data for dielectric permittivity and electric conductivity |
US8275592B2 (en) | 2008-04-07 | 2012-09-25 | Westerngeco L.L.C. | Joint inversion of time domain controlled source electromagnetic (TD-CSEM) data and further data |
US8494777B2 (en) | 2008-04-09 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | Continuous microseismic mapping for real-time 3D event detection and location |
US8345510B2 (en) | 2008-06-02 | 2013-01-01 | Pgs Geophysical As | Method for aquiring and processing marine seismic data to extract and constructively use the up-going and down-going wave-fields emitted by the source(s) |
US8239181B2 (en) * | 2008-07-23 | 2012-08-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Inversion of CSEM data with measurement system signature suppression |
WO2010019070A1 (en) | 2008-08-14 | 2010-02-18 | Schlumberger Canada Limited | Method and a system for monitoring a logging tool position in a borehole |
CN102124374B (zh) | 2008-08-15 | 2013-07-17 | Bp北美公司 | 用于分离单独的同时震源的方法 |
US8559270B2 (en) | 2008-08-15 | 2013-10-15 | Bp Corporation North America Inc. | Method for separating independent simultaneous sources |
US20100054082A1 (en) | 2008-08-29 | 2010-03-04 | Acceleware Corp. | Reverse-time depth migration with reduced memory requirements |
US8296069B2 (en) | 2008-10-06 | 2012-10-23 | Bp Corporation North America Inc. | Pseudo-analytical method for the solution of wave equations |
US7616523B1 (en) | 2008-10-22 | 2009-11-10 | Pgs Geophysical As | Method for combining pressure and motion seismic signals from streamers where sensors are not at a common depth |
US9213119B2 (en) | 2008-10-29 | 2015-12-15 | Conocophillips Company | Marine seismic acquisition |
US20100118651A1 (en) | 2008-11-10 | 2010-05-13 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for generation of images related to a subsurface region of interest |
US20100142316A1 (en) | 2008-12-07 | 2010-06-10 | Henk Keers | Using waveform inversion to determine properties of a subsurface medium |
AU2009335964B2 (en) * | 2009-01-09 | 2015-05-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hydrocarbon detection with passive seismic data |
US8095345B2 (en) | 2009-01-20 | 2012-01-10 | Chevron U.S.A. Inc | Stochastic inversion of geophysical data for estimating earth model parameters |
US8369184B2 (en) | 2009-01-26 | 2013-02-05 | Shotspotter, Inc. | Systems and methods with improved three-dimensional source location processing including constraint of location solutions to a two-dimensional plane |
US9052410B2 (en) | 2009-02-12 | 2015-06-09 | Conocophillips Company | Multiple seismic signal inversion |
WO2010095859A2 (ko) | 2009-02-17 | 2010-08-26 | Shin Changsoo | 지하구조 영상화 장치 및 방법 |
US8352190B2 (en) | 2009-02-20 | 2013-01-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for analyzing multiple geophysical data sets |
US9110191B2 (en) | 2009-03-30 | 2015-08-18 | Westerngeco L.L.C. | Multiple attenuation for ocean-bottom seismic data |
US8547794B2 (en) | 2009-04-16 | 2013-10-01 | Baker Hughes Incorporated | Extending the coverage of VSP/CDP imaging by using first-order downgoing multiples |
US9075163B2 (en) | 2009-04-17 | 2015-07-07 | Westerngeco L.L.C. | Interferometric seismic data processing |
US8176360B2 (en) | 2009-08-11 | 2012-05-08 | Texas Memory Systems, Inc. | Method and apparatus for addressing actual or predicted failures in a FLASH-based storage system |
US20110044127A1 (en) | 2009-08-19 | 2011-02-24 | Clement Kostov | Removing free-surface effects from seismic data acquired in a towed survey |
US8923093B2 (en) | 2009-08-25 | 2014-12-30 | Westerngeco L.L.C. | Determining the quality of a seismic inversion |
EP2476080A1 (en) | 2009-09-09 | 2012-07-18 | Conocophillips Company | Dip guided full waveform inversion |
GB2486121B (en) | 2009-10-01 | 2014-08-13 | Halliburton Energy Serv Inc | Apparatus and methods of locating downhole anomalies |
US9244181B2 (en) | 2009-10-19 | 2016-01-26 | Westerngeco L.L.C. | Full-waveform inversion in the traveltime domain |
US8861308B2 (en) | 2009-12-07 | 2014-10-14 | Westerngeco L.L.C. | Simultaneous joint inversion of surface wave and refraction data |
FR2955396B1 (fr) | 2010-01-15 | 2013-03-01 | Cggveritas Services Sa | Dispositif de traitement de donnees sismiques marines |
US9482775B2 (en) | 2010-01-22 | 2016-11-01 | Schlumberger Technology Corporation | Real-time formation anisotropy and dip evaluation using tri-axial induction measurements |
WO2011091367A1 (en) | 2010-01-25 | 2011-07-28 | CGGVeritas Services (U.S.) Inc. | Methods and systems for estimating stress using seismic data |
US8265875B2 (en) | 2010-01-29 | 2012-09-11 | Westerngeco L.L.C. | Interpolation of periodic data |
US20130098608A1 (en) | 2010-01-29 | 2013-04-25 | Robert Barnum | Temporary field storage of gas to optimize field development |
US8537638B2 (en) | 2010-02-10 | 2013-09-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for subsurface parameter estimation in full wavefield inversion and reverse-time migration |
EP2542920B1 (en) * | 2010-03-01 | 2020-01-08 | BP Corporation North America Inc. | Method for local attribute matching in seismic processing |
AU2011224165B2 (en) | 2010-03-12 | 2013-10-10 | Cggveritas Services (Us) Inc. | Methods and systems for performing azimuthal simultaneous elastic inversion |
US8680865B2 (en) | 2010-03-19 | 2014-03-25 | Schlumberger Technology Corporation | Single well reservoir imaging apparatus and methods |
US20110235464A1 (en) | 2010-03-24 | 2011-09-29 | John Brittan | Method of imaging the earth's subsurface during marine seismic data acquisition |
US8223587B2 (en) | 2010-03-29 | 2012-07-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Full wavefield inversion using time varying filters |
US9176244B2 (en) | 2010-03-31 | 2015-11-03 | Schlumberger Technology Corporation | Data set inversion using source-receiver compression |
KR101167715B1 (ko) | 2010-04-30 | 2012-07-20 | 서울대학교산학협력단 | 복소 구배 최소자승법에의한 파형 역산을 이용한 지하 구조의 영상화 장치 및 방법 |
US8576663B2 (en) | 2010-04-30 | 2013-11-05 | Schlumberger Technology Corporation | Multicomponent seismic inversion of VSP data |
US8694299B2 (en) | 2010-05-07 | 2014-04-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Artifact reduction in iterative inversion of geophysical data |
US8756042B2 (en) | 2010-05-19 | 2014-06-17 | Exxonmobile Upstream Research Company | Method and system for checkpointing during simulations |
US9061485B2 (en) | 2010-06-15 | 2015-06-23 | Denki Kagaku Kogyo Kabushiki Kaisha | Method of manufacturing translucent rigid substrate laminate |
US20110320180A1 (en) | 2010-06-29 | 2011-12-29 | Al-Saleh Saleh M | Migration Velocity Analysis of Seismic Data Using Common Image Cube and Green's Functions |
US8612188B2 (en) | 2010-07-12 | 2013-12-17 | The University Of Manchester | Wave modelling |
CA2806874C (en) | 2010-08-16 | 2016-12-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reducing the dimensionality of the joint inversion problem |
US20120051176A1 (en) | 2010-08-31 | 2012-03-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Reverse time migration back-scattering noise removal using decomposed wavefield directivity |
CN103119471A (zh) | 2010-09-20 | 2013-05-22 | 雪佛龙美国公司 | 用于生成地下构造的图像的系统和方法 |
KR101908278B1 (ko) | 2010-09-27 | 2018-10-17 | 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 | 풀 파동장 반전을 위한 실제적인 해결책으로서의 동시 소스 인코딩 및 소스 분리 |
US8437998B2 (en) | 2010-09-27 | 2013-05-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hybrid method for full waveform inversion using simultaneous and sequential source method |
CA2810960A1 (en) | 2010-09-28 | 2012-04-05 | Rene-Edouard Andre Michel Plessix | Earth model estimation through an acoustic full waveform inversion of seismic data |
KR101797451B1 (ko) | 2010-12-01 | 2017-11-14 | 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 | 상호상관 목적 함수를 통한 해양 스트리머 데이터에 대한 동시 소스 반전 |
US9134442B2 (en) | 2010-12-16 | 2015-09-15 | Bp Corporation North America Inc. | Seismic acquisition using narrowband seismic sources |
US9702994B2 (en) | 2011-02-18 | 2017-07-11 | Westerngeco L.L.C. | Waveform inversion by multiple shot-encoding for non-fixed spread geometries |
SG193232A1 (en) | 2011-03-30 | 2013-10-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Convergence rate of full wavefield inversion using spectral shaping |
US20120275267A1 (en) | 2011-04-26 | 2012-11-01 | Ramesh Neelamani | Seismic Data Processing |
CA2982145A1 (en) | 2011-05-13 | 2012-11-22 | Saudi Arabian Oil Company | Coupled time-distance dependent swept frequency source acquisition design and data de-noising |
US20120316844A1 (en) | 2011-06-08 | 2012-12-13 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for data inversion with phase unwrapping |
US20120316791A1 (en) | 2011-06-08 | 2012-12-13 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for seismic data inversion by non-linear model update |
US20120316790A1 (en) | 2011-06-08 | 2012-12-13 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for data inversion with phase extrapolation |
US9075159B2 (en) | 2011-06-08 | 2015-07-07 | Chevron U.S.A., Inc. | System and method for seismic data inversion |
US9176930B2 (en) | 2011-11-29 | 2015-11-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for approximating hessian times vector operation in full wavefield inversion |
SG11201404094RA (en) | 2012-03-08 | 2014-10-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Orthogonal source and receiver encoding |
US9435905B2 (en) | 2012-04-19 | 2016-09-06 | Cgg Services Sa | Premigration deghosting of seismic data with a bootstrap technique |
US9541661B2 (en) | 2012-04-19 | 2017-01-10 | Cgg Services Sa | Device and method for deghosting variable depth streamer data |
-
2011
- 2011-03-10 US US13/045,215 patent/US8694299B2/en active Active
- 2011-03-14 RU RU2012152638/28A patent/RU2573174C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-03-14 MY MYPI2012004520A patent/MY162803A/en unknown
- 2011-03-14 EP EP11777738.3A patent/EP2567063B1/en active Active
- 2011-03-14 AU AU2011248989A patent/AU2011248989B2/en not_active Ceased
- 2011-03-14 BR BR112012025185A patent/BR112012025185A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2011-03-14 CA CA2795340A patent/CA2795340C/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-03-14 WO PCT/US2011/028345 patent/WO2011139413A1/en active Application Filing
- 2011-03-14 KR KR1020127031840A patent/KR101948509B1/ko active IP Right Grant
- 2011-03-14 SG SG2012073284A patent/SG184803A1/en unknown
- 2011-03-14 CN CN201180022962.1A patent/CN102892972B/zh not_active Expired - Fee Related
-
2014
- 2014-02-27 US US14/192,497 patent/US8880384B2/en active Active
- 2014-09-12 US US14/484,603 patent/US10002211B2/en active Active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20100018718A1 (en) * | 2006-09-28 | 2010-01-28 | Krebs Jerome R | Iterative inversion of data from simultaneous geophysical sources |
US20090319240A1 (en) * | 2007-03-19 | 2009-12-24 | Fujitsu Limited | Simulation apparatus, simulation control method, and computer product |
US20090006054A1 (en) * | 2007-06-29 | 2009-01-01 | Zhongmin Song | Seismic Inversion of Data Containing Surface-Related Multiples |
WO2009117174A1 (en) * | 2008-03-21 | 2009-09-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | An efficient method for inversion of geophysical data |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2012152638A (ru) | 2014-06-20 |
EP2567063A4 (en) | 2017-05-03 |
CN102892972A (zh) | 2013-01-23 |
BR112012025185A2 (pt) | 2016-06-21 |
WO2011139413A1 (en) | 2011-11-10 |
EP2567063A1 (en) | 2013-03-13 |
US20140379315A1 (en) | 2014-12-25 |
US10002211B2 (en) | 2018-06-19 |
CA2795340C (en) | 2016-04-19 |
AU2011248989A1 (en) | 2012-11-22 |
KR101948509B1 (ko) | 2019-02-18 |
CN102892972B (zh) | 2017-06-09 |
US20140180656A1 (en) | 2014-06-26 |
MY162803A (en) | 2017-07-14 |
US20110276320A1 (en) | 2011-11-10 |
US8880384B2 (en) | 2014-11-04 |
CA2795340A1 (en) | 2011-11-10 |
US8694299B2 (en) | 2014-04-08 |
KR20130060231A (ko) | 2013-06-07 |
AU2011248989B2 (en) | 2016-04-21 |
EP2567063B1 (en) | 2020-07-08 |
SG184803A1 (en) | 2012-11-29 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2573174C2 (ru) | Снижение артефактов при итерационной инверсии геофизических данных | |
US9495487B2 (en) | Iterative inversion of data from simultaneous geophysical sources | |
RU2587498C2 (ru) | Инверсия одновременных источников для данных сейсмоприемной косы с взаимнокорреляционной целевой функцией | |
EP2260331B1 (en) | An efficient method for inversion of geophysical data | |
RU2582480C2 (ru) | Кодирование одновременных источников и разделение источников в качестве практического решения по инверсии полного волнового поля | |
RU2613216C2 (ru) | Способы для аппроксимации операции умножения гессиана на вектор в полной инверсии волнового поля | |
RU2577387C2 (ru) | Скорость сходимости инверсии полного волнового поля при использовании формирования спектра | |
RU2570827C2 (ru) | Гибридный способ для полноволновой инверсии с использованием способа одновременных и последовательных источников |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180315 |